Carga do SIN atinge 82,5 GWméd com eólica em 18% e ANEEL adia regras de curtailment

O Sistema Interligado Nacional (SIN) operou com uma carga global de 82.533 MWméd em 29 de julho de 2026, conforme o Informativo Preliminar Diário da Operação (IPDO) divulgado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A matriz de geração naquele dia foi composta por 52% de hidráulica, 18% de eólica, 15% de solar, 12% de térmica e 2% de nuclear. No submercado Sul, o ONS registrou uma restrição de 385 MW na geração renovável, entre 9h01 e 14h19, por controle de frequência, evidenciando os desafios da crescente participação das renováveis.

Apesar da recorrência de eventos como o corte no Sul, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) novamente adiou a definição das novas regras para o curtailment em 28 de julho, após um pedido de vista do diretor Gentil Nogueira. A decisão prolonga a insegurança regulatória para geradores de fontes renováveis, que seguem arcando individualmente com os prejuízos da energia não gerada. O setor aguarda a reclassificação dos chamados "cortes elétricos" para "cortes energéticos" e a definição de como os impactos econômicos dessas restrições serão distribuídos, tema que está em discussão na revisão da Resolução Normativa nº 1.030/2022.

Em contraste com a indefinição regulatória sobre os cortes, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) aprovou em 22 de julho a antecipação de contratos de cinco termelétricas, adicionando 1,8 GW de capacidade ao SIN a partir de 1º de setembro de 2026. A medida, que envolve contratos do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia (LRCE 2022) e do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP 2026), visa reforçar a segurança do atendimento eletroenergético e mitigar a necessidade de acionamento de térmicas sem contrato (merchant), que teriam um custo no mínimo 25% superior. Atualmente, o PLD no Sudeste/Centro-Oeste está em R$ 185,42/MWh.

A antecipação das térmicas tende a exercer uma pressão de baixa sobre o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e o Custo Marginal de Operação (CMO), ao garantir maior oferta contratada e reduzir a volatilidade. Geradores eólicos e solares, por sua vez, argumentam que o modelo proposto para o rateio dos custos de curtailment pode provocar uma transferência de custos entre as fontes, onerando mais as renováveis intermitentes. Essa tensão regulatória representa um risco para a atratividade de investimentos em novas usinas eólicas e solares, essenciais para a transição energética do país.